■ 風電行業(yè)分析框架再思考：隨著搶裝效應的逐漸弱化，過去只需緊盯電價調整政策的分析框架已經不適用。對此，我們提出一套全新的分析框架，首先，電價調整政策依然會影響行業(yè)搶裝需求，只是模式相比以前出現了變化；其次，影響行業(yè)需求的核心要素是限電問題的改善帶來利用小時數提升，從而改善企業(yè)存量電站的盈利能力，繼而增強原業(yè)主投資動力，同時吸引新業(yè)主投資風電場；最后，分散式風電與海上風電也是推動行業(yè)需求增長的重要力量。
■ 沉寂兩年，蓄勢待發(fā)：風電行業(yè)已萎縮兩年，但我們認為，風電行業(yè)裝機需求基本見底，且復蘇趨勢明確。主要基于 1）棄風限電持續(xù)改善趨勢明確，紅六省解禁有望逐步放開，從而貢獻可觀裝機增量；2）棄風限電持續(xù)改善，改善運營商盈利能力增強投資動力，從而進一步吸引民營資本參與風電投資；3）環(huán)保督查及施工周期影響弱化，中東部及南方市場有望快速增長；4）當前核準未建規(guī)模高達 100GW 以上，在電價下調的觸發(fā)條件下將保障行業(yè)需求。
■ 大有可為，分散式風電有望加速推進：作為國家能源規(guī)劃的重要一環(huán)，十三五期間，分散式風電將大有可為，發(fā)展空間廣闊，在政策的扶持與引導下有望加速推進。首先，分散式風電靠近負荷中心，易于就近消納，符合國家十三五期間以就近消納為主的風電布局原則；其次，我國低風速區(qū)開發(fā)潛力巨大，為分散式風電發(fā)展提供了廣闊的發(fā)展空間；再次，技術的進步帶來發(fā)電效率的提升使得位于低風速區(qū)的分散式項目目前也具備較好的經濟性；最后，風電項目具備較好的經濟性，吸引越來越多的民營資本參與到風電項目的開發(fā)。
■ 結論：基于以上分析框架，預計 2018-2020 年行業(yè)裝機分別為 28GW、35GW、44GW，增速分別為 56%，26%，25%。
1.1. 思考：風電行業(yè)進入發(fā)展新周期
與光伏等其他新能源一樣，風電也是靠補貼驅動發(fā)展起來的。過去每次調整電價均會引發(fā)行業(yè)搶裝，搶裝過后行業(yè)需求往往就會萎縮，因此，過去的分析框架只需緊盯電價調整政策即可。但隨著搶裝效應的逐漸弱化，以前的這套分析框架已經不適用，對此，我們針對風電行業(yè)發(fā)展現狀重新提出一套全新的分析框架，我們認為，首先，電價調整政策依然會影響行業(yè)搶裝需求，只是模式相比以前出現了變化；其次，影響行業(yè)需求的核心要素是限電問題的改善帶來利用小時數提升，從而改善企業(yè)存量電站的盈利能力，繼而增強原業(yè)主投資動力，同時吸引新業(yè)主投資風電場；最后，分散式風電與海上風電也是推動行業(yè)需求增長的重要力量。
1.2. 結論：2018-2020 行業(yè)裝機復合增速有望達35%
先說結論，基于以上分析框架及以下核心假設條件：1）“紅六省”逐步有序放開；2）棄風率不會反彈且穩(wěn)步下降；3）在電價下調的約束條件下，當前核準未建的項目在 2018-2020 年陸續(xù)開工并網；4）分散式風電在政策的推動下，開始貢獻可觀增量，我們預計 2018-2020 年行業(yè)裝機分別為 28GW、35GW、44GW，逐年增速預計分別為 56%，26%，25%。
2.1. 連續(xù)萎縮兩年，風電行業(yè)需求有望迎來反轉
搶裝與電價調整新機制使得 2016/2017 年新增裝機持續(xù)下滑。當前風電采取的是標桿上網電價的補貼模式，由于度電成本短時間內難以快速降低，因此，標桿上網電價的下調對風電運營商來說至關重要，運營商往往會趕在并網節(jié)點前搶裝，打亂原有裝機節(jié)奏，比如，2015 年受標桿上網電價下調影響，全年新增吊裝 32.97GW，同比增長 66.41%。
2016 年國內風電新增吊裝 23.37GW，同比下降 24%，新增并網容量 19.3GW，同比下降 41.46%，吊裝與并網同比均大幅下滑，主要有以下三個原因：1）15 年搶裝打亂了業(yè)主原有裝機節(jié)奏，透支了 16 年的裝機需求；2）15 年搶裝帶來了棄風限電的進一步惡化，16 年全年棄風率高達 17.1%，利用小時數僅 1,742 小時，抑制了風電運營商投資熱情，進而降低了裝機需求；3）16 年是我國風電開發(fā)建設向中東部和南方轉移的突破之年，受中東部和南方地形復雜及南方夏季雨季汛期影響，項目施工難度大。
新增裝機已經連續(xù)萎縮兩年。2016 年底，基于招標量大幅上升以及標桿上網電價在 18 年 1 月 1 日后將再次下調，市場普遍對 2017 年比較樂觀。但根據國家能源局數據，2017 年前三季度國內風電并網容量僅 9.7GW，同比下降 3%，大幅低于此前市場預期，尤其是 2017 年 Q1，風電并網容量僅 3.52GW，同比大幅下滑 33.96%。
17 年風電復蘇低于預期，我們認為主要是以下三個原因：
1、受 15 年搶裝影響，16 年 1 季度存在“補裝”，導致 16 年 Q1 基數較高；
2、為著力解決棄風問題，2017 年 2 月，國家能源局發(fā)布了《關于發(fā)布 2017 年度風電投資檢測預警結果的通知》，將內蒙古、黑龍江、吉林、寧夏、甘肅、新疆等棄風限電較為嚴重的六省劃為風電開發(fā)建設紅色預警區(qū)域，同時規(guī)定紅色預警地區(qū)不得核準建設新的風電項目，電網企業(yè)不得受理紅色預警區(qū)域風電項目的新增并網申請（含在建、已核準和納入規(guī)劃的項目）。“紅六省”是我國傳統(tǒng)風電裝機大省，受紅色預警機制影響，2017 年前三季度，“紅六省”僅新增并網 0.8GW，全國占比僅 8.25%，是 17 年風電復蘇進程低于預期主要原因之一。
3、受西北地區(qū)棄風限電影響，國內風電開發(fā)建設逐漸向中東部和南方轉移，而中東部和南方地區(qū)由于地形更加復雜，環(huán)評更加嚴格，土地性質變更更加繁瑣，導致中東部和南方地區(qū)項目施工周期拉長，普遍比北方項目長 6-9 個月，進一步阻礙了國內風電行業(yè)的復蘇。
風電行業(yè)裝機需求基本見底，且復蘇趨勢明確。雖然 2017 年裝機數據進一步下滑，但站在當前時點，我們認為，風電行業(yè)裝機需求基本見底，且復蘇趨勢明確，主要基于：1）棄風限電持續(xù)改善趨勢明確，紅六省解禁有望逐步放開，從而貢獻可觀裝機增量；2）棄風限電持續(xù)改善，改善運營商盈利能力增強投資動力，從而進一步吸引民營資本參與風電投資；3）環(huán)保督查及施工周期影響弱化，中東部及南方市場有望快速增長；4）當前核準未建規(guī)模龐大，在電價下調的觸發(fā)條件下將保障行業(yè)需求。
事實上，當前行業(yè)需求已連續(xù)兩季復蘇。根據能源局數據，2017 年 Q1-Q3，風電并網裝機分別為 3.52GW、2.49GW、3.69GW，分別同比增長-33.96%，3.32%、63.27%，風電并網數據已連續(xù)兩個季度轉正，且三季度大幅增長。
2.2. 棄風限電持續(xù)改善趨勢明確，紅六省解禁有望逐步放開
2.2.1. 四大措施助力棄風限電進入改善通道，未來仍將繼續(xù)改善
分季度來看，棄風率在持續(xù)環(huán)比改善。雖然從全年來看，2016 年棄風限電問題相比 2015 年進一步惡化，但是分季度來看，我們發(fā)現，棄風率在持續(xù)環(huán)比改善，2016 年 1-4 季度棄風率分別為 25.81%、16.82%、12.70%、12.49%，環(huán)比改善的趨勢明確。根據國家能源局數據， 2017 年 1 季度棄風率為 16.42%，出現環(huán)比季節(jié)性小幅上升，但同比仍大幅下滑，2 季度和 3 季度棄風率分別為 11.07%和 8.66%，延續(xù)下滑勢頭。
同時，主要限電地區(qū)棄風率也顯著下降。2017 年前三季度，新疆、甘肅、內蒙、吉林、黑龍江、寧夏棄風率分別為 29.3%、33%、14%、19%、12%、3%，同比均大幅改善，且目前紅六省中僅有新疆和甘肅兩地棄風率高于 20%。我們認為棄風限電仍有較大改善空間，隨著 2018 年限電問題進一步改善，紅六省解禁有望逐步有序放開。
我們認為，棄風限電問題已進入改善通道，未來仍將繼續(xù)改善。
1）首先是政策頻出，多途徑整頓棄風。為了解決棄風限電問題，2016 年以來，國家發(fā)改委和國家能源局頻頻出臺相應政策，通過開展風電跨省區(qū)市場化交易、替代燃煤自備電廠發(fā)電、合理安排火電機組深度調峰、開展電力輔助服務市場試點等工作，積極促進風電等新能源消納。在風電上網方面，明確了各地區(qū)保障性風電上網數量以及優(yōu)先上網政策。在風電機組裝機方面，限制了棄風率過高地區(qū)新增裝機容量的建設。在風電調度方面，提出了發(fā)揮特高壓跨區(qū)消納的要求。
其中，2016 年 3 月 24 日，國家發(fā)改委發(fā)布《可再生能源發(fā)電全額保障性收購管理辦法》，規(guī)定在限電地區(qū)應執(zhí)行保障性年利用小時數政策，超出部分可參與市場交易。火電擠占消納空間導致的可再生能源未達到保障小時數的部分，將由火電企業(yè)進行補償。
2016 年 5 月 27 日，發(fā)改委和能源局印發(fā)《關于做好風電、光伏發(fā)電全額保障性收購管理工作的通知》，對可再生能源發(fā)電受限地區(qū)，根據電網輸送和系統(tǒng)消納能力，核定各類可再生能源并網發(fā)電項目保障性收購年利用小時數，確保最低保障收購年利用小時數以內的電量以最高優(yōu)先等級優(yōu)先發(fā)電，嚴禁對保障范圍內的電量采取由可再生能源發(fā)電項目向煤電等其他電源支付費用的方式來獲取發(fā)電權。
對于已設定保障收購年利用小時數的省份，除資源條件影響外，未達到最低保障收購年利用小時數要求則不得再新開工建設風電電站項目（含已納入規(guī)劃或完成核準的項目）。對于未制定保障性收購要求的地區(qū)，全額收購風電發(fā)電項目發(fā)電量。
2）其次是電力整體供需改善。供給方面，為緩解西北地區(qū)限電問題，國家能源局限制西北地區(qū)風電和火電新增裝機建設；需求方面，2017 年以來，國內用電增速明顯回升，2017 年 1-11 月，全國用電量增速 6.59%。電力供需改善進一步促進了風電等新能源的消納。
3）再次是跨區(qū)輸電線路陸續(xù)投運。棄風限電的根本原因在于能源的供給和需求不匹配以及外送通道建設的滯后。因此，加快特高壓輸電線路的建設是解決棄風限電問題的重要因素。2006 年我國第一條特高壓交流輸電線路和第一條特高壓直流輸電線路開工，十年來我國共建成投運 11 條特高壓輸電線路。2016 年，全國 11 條特高壓線路輸送可再生能源電量 1725 億千瓦時，占全部輸送電量的 74%。國家電網公司覆蓋區(qū)的 9 條特高壓線路輸送電量 1808億千瓦時，其中可再生能源電量1198億千瓦時，占全部輸送電量的 66%；南方電網公司覆蓋區(qū)的2條特高壓線路輸送電量526億千瓦時，全部為可再生能源電量。
11 條特高壓線路中，三條特高壓線路針對風電消納問題配備了專門供電的風電場。其中，天中直流于 2014 年正式投運，主要針對新疆哈密地區(qū)風電消納問題，2016 年共運輸風電 73.4 億千瓦時，新疆地區(qū)全年風電發(fā)電量為 220 億千瓦時，特高壓輸電占新疆地區(qū)風電消納比例達到 33.36%；靈紹直流對接寧夏風電基地，于 2016 年正式投運，2016 年共運輸風電 20.8 億千瓦時，寧夏地區(qū)全年風電發(fā)電量為 129 億千瓦時，特高壓輸電占寧夏地區(qū)風電消納比例為 16.12%。錫盟-山東線于 2016 年投運，主要對接錫盟南部風電基地，目前還未進行風電輸送。
根據此前特高壓線路建設相關規(guī)劃，2016 年還有兩條特高壓線路已竣工投產，2017 年更是新增 8 條特高壓線路竣工投產，這 8 條線路中有 4 條對接了限電地區(qū)風電場，投運后將對內蒙古、山西、甘肅的風電消納問題產生積極影響。
4）最后是風電建設向中東部和南部等消納能力強的地區(qū)轉移。風電“十三五”規(guī)劃提出， “十三五”期間“三北”地區(qū)在基本解決棄風問題的基礎上，通過促進就地消納和利用現有通道外送，新增風電并網裝機容量 35GW，累計并網容量達到 135GW，相比“十二五”同比增長 35%；中東部及南部地區(qū)新增并網容量 42GW，累計并網裝機容量達到 70GW，同比增長 150%。從 2017 年前三季度各省市新增并網容量來看，棄風限電嚴重的新疆（0.3GW）、甘肅（0）、寧夏（0）等地勢頭得到有效遏制，風電新增并網容量較多的地區(qū)為青海、山東、河南、河北等消納能力較強的省份。
另外，2017 年新增核準規(guī)劃更是體現出裝機重心南移的趨勢，華東和中南地區(qū)將是開發(fā)建設的重點。規(guī)劃華東地區(qū)新增裝機 8.23GW，占總體規(guī)劃比例 26.85%，中南地區(qū)新增裝機 11.98GW，占總體規(guī)劃比例達到 39.09%，也就是說超過一半的新增裝機集中在消納能力強的中東部和南方地區(qū)。
2.2.2. 融資能力和償債能力增強，提升運營商投資動力
根據我們產業(yè)鏈調研了解到，限制風電運營商投資的主要還是融資能力（資產負債結構）和償債能力（利息償還能力）。
目前風電運營商補貼到位情況良好，一般在兩年內都會拿到補貼，另外我們預計第七批補貼目錄有望年內下發(fā)從而進一步改善補貼回流情況；
其次，運營商可利用風電收費收益權或可再生能源補貼進行資產證券化，緩解資金壓力，優(yōu)化資產負債表和現金流量表，比如金風科技在 2016 年 7 月以裝機容量合計 247.5MW 風電場的電費收益權作為基礎資產發(fā)行了 12.75 億元的 ABS 產品；2017 年 11 月，中國華能發(fā)行了我國首單以可再生能源電費補貼款為基礎資產的 ABS 產品，項目注冊金額 50 億元，首期發(fā)行規(guī)模為 5.3 億元。
此外，隨著棄風限電的持續(xù)改善，運營商存量電站的盈利能力增強，將進一步降低資產負債率，優(yōu)化現金流，從而提高運營商的投資動力。
2.2.3. 投資主體多元化，民營資本市場份額持續(xù)增長
行業(yè)集中度下滑，投資主體多元化。由于風電一般單個項目規(guī)模較大，對資金規(guī)模及融資能力要求較高，國內風電開發(fā)主體為以五大發(fā)電集團（國電、華電、華能、大唐、國電投）為主的央企。2016 年，中國風電有新增裝機的開發(fā)商企業(yè)超過 100 家，前十家裝機容量超過 1300 萬千瓦，占比達到 58.8%，累計裝機前十家的開發(fā)企業(yè)裝機容量超過 1 億千瓦，占比達到 69.4%。但隨著風電行業(yè)的快速發(fā)展以及風電運營具備較好的經濟性，參與風電投資的企業(yè)越來越多，2016 年前十大開發(fā)企業(yè)市場份額同比下降 6.6%，且在 2016 年新增裝機容量的前十名中，民營企業(yè)數量從 2015 年的 1 家（天潤）增長至 2 家（天潤、新天綠色）。
另外，從歷年新增裝機的市場占有率來看，從 2008 年到 2016 年，國企的市場占有率持續(xù)下降，而民企的市場占有率持續(xù)提升，從 4%增長到 20%左右。
可以預見的是，隨著限電問題的持續(xù)改善，風電運營的高收益水平將吸引越來越多的民營資本參與風電市場投資，從而給市場注入新的活力。
2.3. 施工周期影響弱化，中東部及南方市場有望快速增長
由于行業(yè)沒有施工周期相關的統(tǒng)計數據，我們很難通過量化角度來分析，但據我們產業(yè)鏈調研了解到，17 年施工周期拉長除了地形更加復雜、環(huán)評更加嚴格、土地性質變更更加繁瑣等客觀因素外，也有項目施工經驗不足的影響。實際上，國內風電開發(fā)建設從 2016 年起就逐步向中東部和南方地區(qū)轉移，經過兩年的開工建設，施工經驗相比之前也更加成熟。另外，對中東部和南方地區(qū) 2016 年以來的并網數據進行統(tǒng)計，我們發(fā)現，除 2016Q1 補裝基數較高導致 2017Q1 并網數據大幅下滑，2017 年二季度以來，中東部和南方地區(qū)的風電并網穩(wěn)步向上，進度明顯加快，其實，這也從另外一個角度驗證了我們對施工周期影響弱化的判斷。隨著施工周期影響的弱化，我們預計中東部和南方地區(qū)將迎來快速增長。
2.4. “價”保障裝機動力，“量”保障裝機空間
2016 年 12 月底國家發(fā)改委提出下調陸上風電上網電價，2018 年 1 月 1 日之后，一類至四類資源區(qū)新核準建設陸上風電標桿上網電價分別調整為每千瓦時 0.40 元、0.45 元、0.49 元、 0.57 元，較當前上網電價下調幅度分別為 14.89%，10%，9.26%，5%。另外，此次電價下調的觸發(fā)條件由原來的并網變更為核準+兩年內開工。
另外，截至 2016 年，我國風電機組累計核準容量共計 252.98GW，而風電累計裝機容量共計 169.04GW，這意味著仍有 83.94GW 項目核準未建，疊加 2017 年 7 月 28 日國家能源局公布 2017 年新增核準的項目 30.65GW，核準未建項目合計達 114.59GW，且均位于非限電地區(qū)。根據最新的電價下調觸發(fā)條件，上述 114.59GW 的項目需要在 2019 年底前開工建設，以獲得 0.47-0.60 元/千瓦時的上網電價，否則上網電價將被調整為 0.40-0.57 元/千瓦時。若扣除 2017 年新增裝機 18GW，則有 96.59GW 項目將集中在 2018-2019 兩年內開工，按照目前項目政策施工進度，這些項目有望在 2020 年底前全部完成并網。
2016 年，全國風電新增公開招標 28.3GW，同比增長 51.34%，招標量創(chuàng)歷史紀錄；2017 年前三季度，全國風電新增公開招標 21.3GW，同比下降 11.7%，招標量維持在高位水平。從歷史數據來看，招標通常領先實際并網數據一年左右，12/15 年招標下滑對應 13/16 年并網容量下滑，13/14 年招標增長對應 14/15 年并網容量增長。然而，16 年招標大幅上升卻對應 17 年并網容量同比下滑，其中主要原因在于風電開發(fā)建設區(qū)域結構的改變及標桿電價下調觸發(fā)條件的改變。
較高的風電運營收益率是推動行業(yè)發(fā)展的核心驅動因素，同時也是風電招標量維持高位的根本原因。影響風電運營內部收益率的核心因素是利用小時數和標桿上網電價。我們以三類資源區(qū)為例，按照我們的假設，在風電利用小時數為 1900 小時，標桿上網電價為 0.54 元/kwh 的情況下，風電運營收益率在 15%左右。
另外，通過敏感性分析，我們發(fā)現 IRR 與利用小時數和標桿上網電價均呈現正相關關系，且利用小時數提升和標桿電價下調對 IRR 影響均較大。
綜上，無論是從投資回報的吸引力，還是從限電改善帶來利用小時數提升疊加電價下調政策的驅動力來看，上述 96.59GW 核準未建的項目均可支撐 2018-2020 年的并網增量。
3.1. 進入“十三五”，國家加大了對分散式風電的支持和引導力度
分散式接入風電項目是指位于負荷中心附近，不以大規(guī)模遠距離輸送電力為目的，所產生的電力就近接入當地電網進行消納的風電項目。同時應滿足接入電壓等級為 35kv 及以下電壓等級、充分利用電網現有變電站和配電系統(tǒng)設施、在單個電網接入點接入的風電容量上限要不影響電網安全運行等要求。
分散式風電并不新鮮，其實早在 2009 年，我國就提出了分散式風電的概念。2010 年開始著手進行相關研究，2011 年出臺了相關產業(yè)政策，分散式風電市場由此啟動。但由于種種原因，此后分散式風電并未發(fā)展起來：
1）政策支持力度不夠尤其未能得到地方政府支持，同時審批環(huán)節(jié)較為繁瑣；
2）分散式接入風電項目容量較小，單位開發(fā)成本較高；
3）沒有完善的分散式風電技術標準體系和管理規(guī)范來指導分散式風電的整體開發(fā)工作；
4）早期國內風電投資主體單一，絕大部分是國有資本，對投資少、規(guī)模小的分散式接入風電投資積極性不足。進入“十三五”以來，國家明顯加大了對分散式風電的支持和引導力度。2016 年底出臺的《電力發(fā)展“十三五”規(guī)劃》、《風電發(fā)展“十三五”規(guī)劃》以及《可再生能源發(fā)展“十三五” 規(guī)劃》中均提出要扶持并加快分散式風電的開發(fā)建設。2017 年以來，政府對分散式風電的扶持進一步升級，提出分散式接入風電項目不受年度指導規(guī)模的限制、規(guī)劃建設標準及加強規(guī)劃管理、推進分散式風電市場化交易試點等。
同時地方政府也紛紛響應，目前河南、新疆、內蒙等地均出臺相關文件，加快分散式風電的開發(fā)建設。其中，河南省更是下發(fā)了《關于下達“十三五”分散式風電開發(fā)方案的通知》，公示了 124 個項目共計 210.7 萬千瓦的開發(fā)規(guī)模。
國家大力發(fā)展分散式風電同時地方政府積極響應，我們認為背后的原因在于：1）分散式風電靠近負荷中心，易于就近消納，對緩解目前嚴峻的棄風限電問題具有重要作用；2）三北地區(qū)由于棄風限電嚴重，目前基本上已不再下發(fā)核準計劃和新建風電項目，部分區(qū)域為獲取建設指標，采用分散式風電的名義新建風電項目，如新疆和內蒙；3）風電開發(fā)建設轉向中東部和南方地區(qū)，這些地區(qū)消納能力較強，但相對于三北地區(qū)的建設和資源條件還有較大差、距，在這種情況下，分散式風電就成了重要選擇。
3.2. 分散式風電優(yōu)勢明顯，未來大有可為
相對于集中式風電，分散式風電有諸多明顯優(yōu)勢：1）分散式風電項目不占用國家核準計劃指標，由各省自行建設；2）分散式風電項目一般不新建升壓站，距離接入站較近，能節(jié)省輸配電設備費用；3）可以有效降低電能損耗，改善電網末端的電能質量；4）分散式風電項目裝機容量較小，占地面積小，建設周期短，選址靈活。
我們認為，作為國家能源規(guī)劃的重要一環(huán)，十三五期間，分散式風電將大有可為，發(fā)展空間廣闊，在政策的扶持與引導下有望加速推進。
首先，分散式風電靠近負荷中心，易于就近消納，符合國家十三五期間以就近消納為主的風電布局原則。可以預見的是，國家層面對于支持分散式風電開發(fā)建設的政策以及地方政府對分散式風電的規(guī)劃將會陸續(xù)推出，分散式風電將迎來黃金發(fā)展期。
其次，我國低風速區(qū)開發(fā)潛力巨大，為分散式風電發(fā)展提供了廣闊的發(fā)展空間。根據國家氣候中心 2017 年最新數據，80m 高度全國風能資源可利用面積從 173 萬 km2增加到 234 萬 km2，技術開發(fā)量從 3500GW 增加到 4200GW；中東南部 19 省（區(qū)、市）可開發(fā)利用面積從 27 萬 km2增加到 87 萬 km2，低風速資源技術開發(fā)量由 300GW 增長到 1000GW。
再次，隨著技術進步，我國風電機組單機功率在不斷增大，2016 年我國新增裝機的風電機組平均功率達到 1955kW，與 2015 年相比，增長 6.4%。我國陸上風電場的主流機型由 1.5MW 向 2~2.5MW 風電機組發(fā)展。
與此同時，風輪直徑也出現加大的趨勢，輪轂高度也在不斷增加。1.5MW 的風輪直徑從 66m 增長到 121m，2.0MW 的風輪直徑從 72m 增長到 122 米。在全國吊裝的風電機組中，輪轂中心高度范圍在 65m～120m，2016 年最大值 120m 比 2015 年增長 20m，2017 年已經出現 140m。雖然分散式風電單位開發(fā)成本更高，但技術的進步帶來發(fā)電效率的提升使得位于低風速區(qū)的分散式項目目前也具備較好的經濟性。
最后，風電項目具備較好的經濟性，吸引越來越多的民營資本參與到風電項目的開發(fā)。從歷年新增裝機的市場占有率來看，從 2008 年到 2016 年，國企的市場占有率持續(xù)下降，而民企的市場占有率明顯提升，從 4%增長到 20%左右。由于單個項目體量小，投資少，分散式風電成為民營資本投資風電項目的首選。另外，據我們產業(yè)鏈調研了解到，目前由于棄風限電較為嚴峻，國有資本對消納能力強的分散式風電項目也表現出極大地興趣。
